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CA-PITULO 5 -
CONSIDERACIONES PARA PERFORAR Y COMPLETAR P02,QS SAGD
5 PLANIFICACI~N Y PERFORACI~N DE LOS POZOS
La planificación y perforación de la pareja de pozos horizontales (productor e iiiyector), es
el aspecto más crítico para poder explotar un yacimiento bajo el prciceso SAGII, debido a
los riesgos de colisión que involiicra la alineación y perforación paralela de los pozos
horizontales, bajo una separación vertical que oscila entre 4 a 1 O metros.
A continuación, se presentan las prernisas para la planificación de los pozos, así como el
procedimiento de perforación. Dicho procedimiento será descrito bajo la utilización de la
herramienta direccional "MGT", debido a que es el sistema utilizado en más de un 90% de
los casos históricos existentes en el mundo, y por la experiencia con la que cuenta el autor
con este sistema de navegación.
5.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE
Para perforar la pareja de pozos, es necesario preparar un arreglo de bombeo en
superficie que incluye, los siguientes equipos (Ver Figuras No 44 y 45):
- Equipo de bombeo y tanque.
- Sistema de guaya monoconductora y cabria portátil (mástil).
- Cabezal de circulación y tee de flujo.
- Equipo MGT.
CAP~TULO 5 -
- Sistema de registros direccional compatible (MWD modificado).
- Cabina de control.
Este arreglo permite ubicar la herramienta en las posiciones requeridas durante la
perforación del pozo inyector de vapor. Adicionalmente, es necesario utilizar una
copas de goma (de contra flujo) en la parte superior de la herramienta, para facilitar
el desplazamiento de la misma por la acción del bombeo.
MASIIL DEL MGT
UNIDAD DE BOMBEO
7 POZO IF FICADO El CTRO).dAGh
ELEClROMAGNETICO
2
Figura No 44. Equipos Utilizados con Herramienta MGT
plr 1
Figura No 45. Software y Equipos Complementarios del MC;T
-- - - -- - - -
5.2 ESPACIAMIENTO DE LAS LOCALIZACIONES EN SUPERFICIE
Es recomendable que los pozos sean planificados con una distancia mínima de
separación en superficie de 20 metros, entre cada par de pozos. Estos es
básicamente por dos razones:
- Evitar interferencia magnética del pozo productor mientras se inicia la
perforación del pozo inyector.
- El acceso al pozo productor debe ser posible todo el tiempo que dure la
perforación del pozo inyector. Se debe montar la cabria portátil encima del
cabezal del pozo productor, de tal manera que la herramienta h1GT pueda
ser bajada al pozo para el control de la perforación tiel inyecto]-. Mientras
mas pequeña sea la distancia de separación entre los dos pozos, más difícil
será el acceso adecuado al productor mientras se perfora el inyector.
5.2.1 TIPOS DE ESPACIAMIENTOS DE LAS LOCA1,IZACIOFIES
Existen tres alternativas o arreglos posibles de las localizaciones en siiperficie,
que han sido utilizados para aplicación de la técnica SAGD:
- Pozos alineados en la misma dirección, lo cual sinlplifica la
perforación direccional, por lo que los pozos terminan siendo una
estructura de dos dimensiones, es decir, no presentan giro:; o cambio
de dirección. Ver figura No 46.
- Pozos paralelos entre si. Esta configuración desemboca en una
trayectoria de tres dimensiones para cada po:co, es decir, hay que
alinear el punto de superficie con las coordenadas de forido, por lo
que cada trayectoria presentara giros o cambios de dirección. Ver
figura No 47.
- Pozos transversales o paralelos modificados. Consiste en clesfasar los
pozos en superficie a cierta distancia. Al igual que el arreglo anterior,
se obtiene una trayectoria direccional de tres dimensiones. Ver
figura No 48.
En general, aunque existen parejas de pozos perlbrados b a j ~ todas las
configuraciones, lo más recomendable es utilizar la configuración de
pozos transversales o paralelos, ya que mediante los mismos se reducen
la posibilidad de que los pozos se intercepten, ya que solamente
convergerían hacia el final de la sección de constn~cción. Igualmente, en
caso de una posible falla de respuesta del ensamblaje de fondo utilizado
durante la construcción de la curva, estas configuraciones
proporcionarían un mayor margen de seguridad, para evitar la colisión
entre los pozos.
CAP~TULO 5 -
POZO PRODUCTOR
Figura No 46. Arreglo de Pozos Alineados
POZO PRODUCTOR
Punto de Entrada
Figura No 47. Arreglo de Pozos Paralelos o Desalinezidos
POZO I /
CAPÍTULO 5 - --
NYECTOF Pozo Inyect 3r
Pozo Producior - - -
Punto de Entrada ?TI
Figura No 48. Arreglo de Pozos Transversales o Paralelos Modificados
5.3 PERFORACIÓN DEL POZO PRODUCTOR
La perforación horizontal del pozo productor, es realizada con las herramientas de
perforación direccional comunes y por consiguiente su constr~icción es similar a la
de un pozo horizontal convencional. Sin embargo, la trayectoria resultante de dicho
pozo, determinara finalmente la trayectoria del pozo inyector, Ira que fung ~rá de guía
para su construcción. De aquí, la importancia de mantener un estricto control
direccional durante la perforación tanto en la sección de construcción cDrno en la
sección horizontal del pozo. Cualquier cambio o irregularitfad en la irayectoria
resultante, influirá directamente en la construcción del pozo inyector, y más aun, en
el desarrollo de la cámara de vapor bajo el proceso SAGD.
Uno de los aspectos mas importantes de la perforación direccional del pozo
productor, es el mantener un estricto control de la profundidad de enirada y de
navegación dentro de la arena, ya que dicha sección deberá ser perforada lo mas
cercano posible a la base de la formación. Esta distancia de separación vertical
oscila entre 3 a 5 metros.
El perfilaje del pozo con herramientas de garnrna ray y de reeistividad únicamente
podrá realizarse durante la perforación del pozo productor (tanto en la sección de
construcción como en la sección horizontal), ya que la herramienta MGT no es
compatible con dichas herramientas. Por lo tanto, el pozo inyector no puede ser
perfilado.
Una vez perforado y revestido el pozo, debe ser completado transitoriarnente, por
una tubería de 2-7/8", a lo largo de toda la longitud del pozo. Esto es necesario por
dos aspectos:
- Se debe correr un registro giroscópico a lo largo de todo el pozo horizontal.
Esto con la finalidad de recalcular el registro direccional total del pozo, ya
que el giroscopio tiene un margen de error mucho bajo que t:1 obtenido
durante la perforación por la herramienta de registros direccion;iles MWD
(es decir, la separación calculada usando métodos de registro convencionales
está sujeta a errores acumulativos que exceden las tolerancias SAGD). De
esta forma se asegura una mayor precisión de la verdadera ubicación del
pozo productor. Para desplazar la herramienta giroscópica debe contar en su
extremo, con una copa de goma para el diámetro de la tubería utilizada, que
sirva de contrapresión, para facilitar el desplazamiento de la herramienta a lo
largo del pozo, mediante un sistema de bombeo. En caso de ncl realizar la
corrida con el registro giroscópico, se tomara como referencia el registro
obtenido con la herramienta MWD. En la figura No 49, se presentan los
CAP~TULO 5 - márgenes de error, vertical y lateral de las herramientas de registros
direccionales convencionales.
- La herramienta "MGT" será bombeada y desplazad;^ igualmente por el
interior de dicha tubería (2-7/8"), para dirigir la perforación del pozo
inyector.
Una vez finalizada ambas operaciones, se debe sacar la tubería de 2-7/8", y
proceder a completar el pozo con las tuberías de producción correspon(lientes.
Incertidumbre Tipica de Coordenadas-Extension di? 1000'
Lateral Vertir al Requerida: + 2 rt 1 m
Al final del pozo: VWD: f 30 + A m
k 1 0 +
Separación calculada subtrayendo las coordenadas de los pozos # 1 y 2 mediante regiritros convencionales
Figura No 49. Margen de Error de Herramientas Convencioiiales
5.4 PERFORACI~N DEL POZO INYECTOR CON HERRAMIENTA MGT
Antes de iniciar la perforación, se debe haber analizado previamente el registro
direccional obtenido durante la corrida del giroscopio en el pozo productor, de
forma de realizar cualquier modificación o rediseño en la trayectoria del pozo
inyector planificada inicialmente.
Antes de iniciar la perforación del pozo inyector, se debe bajar la herramienta MGT,
dentro del pozo productor y será activada cuando la incertitlumbre entre ambos
pozos requiera su utilización, de forma de servir de referencia y guía en la
perforación del inyector.
5.4.1 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA LECTURA DE LOS
REGISTROS
- Se posiciona la herramienta MGT en el pozo productor, hasta la
profundidad deseada donde se realizara la medida.
- Se posiciona el censor MWD en el pozo inyector y se coloca eri modo de
grabación. Se apagan las bombas del taladro.
- La herramienta MGT, es energizada positivamente y el MWD mide y
almacena la información del campo magnético generado.
- Se invierte la polaridad del MGT (negativo) y el MWD mide y almacena
nuevamente la información del segundo campo magnético generado.
- Las bombas son nuevamente arrancadas y la información almacenada en
el MWD, es enviada superficie, en donde un programa especializado se
encarga de calcular la posición direccional del pozo inyector.
- El resultado obtenido es utilizado para continuar con la perforación del
pozo inyector.
El registro obtenido, es función de la ubicación de la herramienta MGT
en el pozo productor, es decir las coordenadas ya conocidas de este pozo
sirven para establecer la ubicación del punto e11 cuestión del pozo
inyector. Ver figura No 50.
Erd Vw. P
End
rmirdy Veda Rct MD MWC
I View of Wells. FileName: saqdl. 3091 ODft r i - /m
add M E & d e
9 1311
ID m WeU 095 7311
Figura No 50. Posición Relativa del Inyector Respecto al Productor
5.4.2 CONSIDERACIONES OPERACIONALES EN LA SEOCION DE
CONSTRUCCI~N
- La perforación de la sección de construcción del pozo inyector, se inicia
convencionalmente, hasta aproximadamente alcanzar un ingulo de
inclinación que oscile entre 40 a 45 grados, cuando la misma c:s detenida
para proceder a activar en el pozo productor la herramienta IVIGT. Esto
se realiza básicamente por seguridad, ya que a medida que SE: desarrolla
la inclinación de la sección de construcción, las herramienta la
interferencia afecta progresivamente a la herramieqta MDW iitilizada en
el pozo inyector, lo cual incrementa el grado de incertidumbre con
respecto al pozo productor. En todo caso, el punto real de la sección de
construcción donde comienza la interferencia magriética dependerá del
diseño de la trayectoria, el espaciamiento de los pozo en supl:rficie, la
proximidad entre los pozos y de las incertidumbres de los estudios
relativos a la colocación del pozo (Elipse de incertidumbre).
Una vez iniciada el control con la herramienta MGT, se utilizaran a las
coordenadas que emite la herramienta MGT para completar el resto de la
sección de construcción. Los registros actuales del MWD, se usaran
únicamente para confirmar referencialmente la dirección del ~ o z o , pero
no de forma definitiva ya que el azimuth puede ser afectado por la
interferencia magnética del pozo vecino.
La herramienta MGT, se correrá en esta sección detrás del censor de la
herramienta MWD modificada, para incrementar la precisiór! total del
sistema y minimizar cualquier error de posición. Esto es porque el error
es mas grande cuando la inclinación del MGT y del hí\VD son
diferentes, por lo cual, posicionando el MGT en el pozo produc:tor detrás
del MWD en le pozo inyector, los ángulos se estrechan mas.
Durante la perforación la separación de los pozos será monitoreada y
controlada hasta que los pozos converjan hacia el +-mal de la sección de
construcción y deben ser alineados posicionalmente dentro de la ventana
operacional especificada para la sección horizontal. Ver figura No 51.
Sec 1 on View. Bearing: 1n3.
400 me: sagdl
Figura No 51. Control en Tiempo Real de la Sección Cuma
5.4.3 CONSIDERACIONES OPERACIONALES EN LA SI3CCION
HORlZONTAL
- Antes de iniciar la perforación de la sección horizontal se debe definir la
ventana de tolerancia tanto vertical como lateral, que se utilizará para la
perforación de dicha sección. Por lo general se utiliza un radio de
tolerancia de un metro.
- Se debe sacar la sarta de perforación fuera de la tubería de revestimiento,
aproximadamente unos 10 metros para asegurar que la interferencia
magnética en el MWD es lo suficientemente baja, para no producir una
saturación de los magnetómetros, antes de iniciar las variac:iones del
campo magnético con el MGT.
--
- La herramienta MGT es posicionada y bombeada delante de la
herramienta MWD. Al emitirse el campo magnético, el MWII detectara
las coordenadas en la cual se encuentra el MGT en el pozo productor
para guiai- la perforación del inyector. El MGT mide la distancia relativa
como una regla, para determinar el desplazamiento horizontal (derecha o
izquierda), desplazamiento vertical (arriba o abajo), desplazsmiento de
profundidad (adelante o atrás) y desplazamiento radial, entre otros. Ver
figuras 52.
- Una vez conocido estos parámetros se procederá n realizar el control de
la navegación. Estos parámetros deben ser medldos y analizados por
cada tubería perforada, por lo que el tiempo de perforación de esta
sección es el aproximadamente el doble en compar;ición bajo
condiciones convencionales.
.-.m A 9 MGTIMWD
fim CI' n m
mto Derecha (+) Izquierda (-)
J5W iplazarniento Vertical 1
Desplazar Later
niento al
Línea cero Representa Poslcidn . .. 'el pozo productor.
plazamiento Vertical
Distancia Ra
-- --
Figura No 52. Control en Tiempo Real en la Sección Horizontal
5.5 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA TRAYECTORIA DE
LOS POZOS
Para el diseño de la trayectoria de parejas de pozos horizontales SAGD, se deben
tomar las siguientes consideraciones:
- La trayectoria de los pozos se debe diseñar con una tasa de construcción
no mayor a 12"/100'. Esto por recomendaciones y experiencia de campo
para arenas no consolidadas. Diseñar la trayectoriii para tasa:; mayores.
traería como consecuencia posibles problemas de amastres y torque para
el control direccional de los pozos, y mas aun, dificultaría la corrida de la
tubería de revestimiento dentro de los mismos.
- Entre la trayectoria de los pozos, debe existir un separación mínima de
12 a 15 metros en un ángulo de inclinación que oscile entre 40 a 45".
Esto se hace por preservar el margen de seguridad d e cono de
incertidumbre de la herramienta MWD, ya que hasta ese. punto se
perforara el pozo inyector con herramientas convencionales.
- Una vez tomado el registro giroscópico, se deberá recalcular la
trayectoria definitiva del pozo productor y rediseñar la trayectoria del
pozo inyector.
- La sección horizontal debe ser lo mas plana posible, es decir, se debe
procurar que la profundidad vertical verdadera (TVD) tanto del punto de
entrada como del punto final de dicha sección, sean iguales o con un
diferencial muy bajo. Por lo tanto, la sección horizontal no debe buzar ni
hacia arriba, ni hacia abajo.
- Es recomendable que la longitud de la sección horizontal, no 'ea mayor
de 500 metros (1640 pies), ya que longitudes mayores ocasionarían
mayores caídas de presión, y mas aun, ocasionaría mayores dificultades
para establecer la uniformidad de la cámara de vapor en longitudes de
mayor extensión.
- Se recomienda una tolerancia variación vertical de un metro (1 m) de
radio y de dos metros (2 m) de radio de variación lateral.
5.5.1 SIMULADOR PARA EL DISENO DE Lri TRAYECTORIA
"COMPASS"
Este programa permite diseñar la trayectoria diri:ccional de los pozos,
así como determinar los parámetros direccionales requeridos de
acuerdo a la geometría del pozo por todos los métodos de cálculos
existentes (Método de balance tangencial, Método de ángulo
promedio, Método de radio de curvatura y Método cle mínima
curvatura). Igualmente el programa permite determinar la cercanía o
separación de un pozo respecto a otro cercano (plano de an:icolisión).
El diseño de la trayectoria es planificada de tal forma que dos o mas
coordenadas de un pozo (ya sean de fondo o de superficie) puedan
ser unidas y alineadas mediante una línea, lo mas suave :y uniforme
posible, para minimizar altos problemas torquc: y arrastre durante su
ejecución.
5.6 CONSIDERACIONES PARA LA COMPLETACI~N DE LOS POZOS
En la fase de completación de los pozos, y por tratarse de formaciones no
consolidadas, para garantizar la estabilidad del hoyo los pozos, estos son
completados, a hoyo abierto mediante tubería ranura o mediante rejillas
(convencionales o preempacadas). Igualmente es necesario contar con un análisis
histórico de producción de los pozos vecinos al área de interés, para determinar la
factibilidad de realizar un empaque con grava. Este ultimo aspecto es
extremadamente importante de determinar para la aplicación del proceso SAGD, ya
que de ocurrir producción de arena en el pozo inferior, la integridad del pozo
superior podría verse afectada, ya que el forro del pozo inyector podría ceder,
causando problemas de producción.
J'ara definir el tamaño de ranura de la tubería, es necesario realizar un análisis del
tamaño del grano de formación para prevenir la producción de arena durante la vida
productiva del pozo.
5.6.1 DETERMINACI~N DEL TAMAÑO DE GIUNO PROMEDIO
DE LA ARENA DE FORMACIÓN
Las técnicas de muestre0 y el análisis granulométrico de la arena de
formación son muy importantes para definir el tamaño de las ranuras del
forro ranurado y rejillas así como, para seleccionar la grava de empaque,
para las diferentes técnicas de control de arena.
El tamaño promedio de la arena de formación DSOformación se calcula
generalmente mediante análisis granulométricos obteiiidos del tamizado de
muestras de arena provenientes de:
- Muestras de núcleos convencionales.
- Muestras de pared.
- Muestras obtenidas mediante achique.
- Muestras producidas.
De todas estas, las muestras de formación más representativa es la que se
obtiene a partir de núcleos convencionales, sin embargo, no se encuentran
fácilmente disponibles debido al costo de las oper;iciones de toma de
núcleos. Debido a esto, cuando no se dispone de muestras de arena de
formación, se aproxima el valor de tamaño promedio de la formación
mediante las ecuaciones de Coberly, así como la de Blick y Civan:
Coberly:
pprom = D50formac6n/6.5 ........ (Ec. 4.1 )
Blick y Civan:
............... pprom = [ 3 2 * ~ / ~ ] O . ~ (Ec. 4.2)
Combinando Coberly, Blick y Civan, tenemos:
.................... Dsofornlacion = 6.5* [32*~/(p]O~ (Ec. 4.3)
Donde:
D50formaci6n: Tamaño de grano promedio de la formación, pin.
K : Permeabilidad, mD.
cp: Porosidad, %.
pprom : Tamaño de poro promedio, pm.
5.6.2 FUNDAMENTOS DE EMPAQUES CON GRAVAS EN POZOS
HORIZONTALES
Los empaques con grava en pozos horizontales son operaciclnalmente
similares a los empaques con gravas verticales, sin embargo, requieren una
especial atención para mantener la estabilidad del hoyo durante la corrida de
los equipos y mientras la grava es depositada en el espacio anular.
En los empaques en pozos horizontales el transporte de la grava si: dificulta
debido a que la gravedad no facilita en proceso, a diferencia de los pozos
verticales. La eficiencia del empaque y la secuencia de cleposición
disminuyen cuando aumenta el ángulo de inclinación (le los pozos. Cuando
se realizan empaques con gravas en pozos que presentan ái~gulos de
inclinación menor a 45", la secuencia de empaque ocurre de abajo hacia
arriba. Cuando la inclinación del pozo supera aproximadamente los 60°, la
secuencia de deposición se torna mas aleatoria, ya que la grava se encuentra
en una posición transitoria, entre caer al fondo del intervalo o perrianecer en
la parte superior del mismo por el lado inferior del hoyo.
Por esta razón los trabajos de empaques con grava en pozos horizontales
deben ser diseñados con tasas de bombeo lo suficientemente altas para
asegurar el transporte de la grava con el uso de salmueras de baja densidad o
fluidos ligeramente gelificados, mientras se mantiene el control er la perdida
de fluidos, para evitar la formación de puentes en el anular que se forma
entre la rejilla y el hoyo abierto.
El método básico para el proceso de empaque con grava en pozos
horizontales se rige por dos etapas. En la primera, la lechada c fluido de
transporte y grava) es bombeada a través de la tubería hasta llegar a una
sección de mayor área de flujo por debajo de la t:mpacadura, lo cual
disminuye la velocidad de flujo y la grava comienza a depositarse en la parte
inferior del hoyo formando dunas que aumentan en alíura disminuyendo el
área disponible de flujo y aumentando la velocidad de la lechada,
rápidamente se genera una condición de equilibrio en la cual la velocidad en
la parte superior de la duna es suficiente para erosionar el tope de 1;i misma y
prevenir un taponamiento prematuro por el crecimiento descontrolado de la
duna. En este punto, la duna comienza a propagarse hacia la parte inferior
del hoyo originando lo que se ha denominado onda alfa. La onda alfa
continua su propagación hasta llegar al final de la rejilla o al final de la
tubería lavadora (lo que ocurra primero), donde el fluido de acarreo entra a
la rejilla y es circulado hacia a fuera del pozo, iniciándose la segunda etapa
del proceso.
En esta segunda etapa denominada onda beta, la grava de empaque llena el
área anular remanente sobre la ya depositada onda alfa. La onda beta se
propaga desde el final del intervalo hacia arriba. Como la graka llena el
anular externo de la rejilla, el fluido de acarreo es dirigido hacia un área
restringida en el anular rejilla - tubo lavador para ser circulada hacia fuera
del pozo. Como la onda beta continúa avanzando la distancia recorrida por el
CAP~TULO 5 - fluido en el anular rejilla tubo lavador aumenta gradualmente, originando un
incremento sostenida en la presión de bombeo en superficie. Cuando la
sección superior de la rejilla es cubierta con grava ocurre un incremento
violento de la presión de bombeo, indicando que el desplazamiento de la
grava se ha completado, finalizando el proceso de empaque.
La figura No 53 muestra la secuencia de deposición de la grava eii un pozo
con 80" de inclinación.
Figura No 53. Secuencia de Deposición de la Grava en pozo con 80°
CAP~TULO 5 - 5.6.2.1 PREMISAS PARA REALIZAR EL EMPAQUE
Para la realización de empaques con gravas en pozos horizontales en
forma efectiva y productiva es necesario dar cumplimiento a las
siguientes premisas:
- Mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de perfilración y
completación de pozo
- Utilizar fluidos compatibles con la formación, limpios y que cumpla con
los requerimientos de la presión hidrostática.
- El lodo utilizado para la perforación de la sección horizontal, debe ser un
lodo cuyo agente primario de puente0 sea tal que permita coritrolar las
pérdidas de filtrado en la formación, que pueda ser removido fácil y
efectivamente por el fluido producido o tratamientos químicos y fluidos
de completación antes o durante el proceso de empaque con grava.
- Los fluidos que se utilizan para el empaque con grava pueden sí:r de base
agua o aceite. Los fluidos de base agua son por lo general los preferidos,
y se consideran mas flexibles que los sistemas de base aceite. Hoy en día,
la salmuera es el fluido de acarreo de grava que se considere. como el
mas apropiado para este proceso.
- Mantener una tasa de retorno de fluido que equivalga a no rnenos del
40% de la tasa total de bombeo. Si la pérdida de fluido es demasiado
elevada (por ejemplo, el fluido de acarreo de grava se filtrs: hacia la
formación en lugar de circular hacia fuera del pozo), la velocidad que
-- -- - -- -
lleva el fluido que se dirige hacia fuera de la rejilla resultará insuficiente
para propagar la onda alfa, lo que hace que la onda se detenga. 13to pone
fm al proceso de colocación del empaque con grava.
- La tasa de bombeo aplicada durante la colocación del empaque con grava
debe ser suficiente para crear una velocidad de flujo entre 1 y 1; pies por
segundo en el espacio anular entre el hoyo y la rejilla, con el fin de
erosionar el tope de la duna y propagar la misma hasta el final del
intervalo de completación.
- Mantener la concentración de la grava por debajo de 1 lblgal de fluido de
acarreo.
- Asegurarse que la relación diámetro externo de la tubería de lavado /
diámetro interno de la rejilla oscile entre 0,75 y 0.80. Restringiendo el
espacio anular, obligando al fluido de acarreo a cirt:ular y transportar la
grava por el anular hoyo rejilla, para garantizar 13 propagación de la
duna. La tubería de lavado ancha genera un espacio anular tubería de
lavado 1 rejilla que es limitado. Por otra parte si la relación diámetro
externo de la tubería de lavado / diámetro interno de la rejilla es
demasiado pequeña, la duna de grava se detendrá prematuramc:nte en la
parte superior del intervalo de completación, lo que ocasionará un
"taponamiento prematuro". Si la relación diámetro externo de la tubería
de lavado / diámetro interno de la rejilla es demasiado alta, podría
pegarse la tubería de lavado y las presiones de bombeo podrían aumentar
durante las etapas finales de la colocación de la grava.
CAP~TULO 5 - - Mantener un relación de altura de duna entre 0.7 y 0.8 veces el diámetro
del hoyo.
- Diseñar para un espesor de empaque de 0.75 a 1 .O pulgada enti-e el hoyo
y diámetro externo de la rejillas o tubería ranurada.
5.6.2.2 SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA GRAVA DE EMPAQUE
Se han publicado diversas técnicas que permiten seleccionar el tamaño de
arena de empaque con grava para controlar la protiucción de arena de
formación. La técnica mas empleada en la actualidad fue desarrollada por
Saucier:
DSograva = 5.5 * D50fomación, . . . . . . .(Ec. 4.4)
Donde:
DSOgrava: Tamaño promedio de la grava de empaque, pm.
El trabajo de Saucier parte de la premisa básica de que el control óptimo de
la arena se logra cuando el tamaño medio de arena del empaque no es más de
seis (6) veces mayor que el tamaño medio de los granos dc: arena de
formación (D50).
5.6.2.3 SELECCIÓN DEL TIPO DE GRAVA DE EMPAQUE
La selección del tipo de grava para realizar el empaque, esta determinado por
dos características primordiales, la profundidad del pozo y la posibilidad de
inyección de vapor.
5.6.2.3.1 EMPAQUES EN POZOS SOMEROS INYECTORES
DE VAPOR
Para pozos empacados en yacimientos someros que serán
estimulados con la inyección de vapor, se recomienda el uso de
gravas sintéticas. Debido a el efecto negativos que presenta el
proceso de inyección de vapor en algunos minerales como (:1 cuarzo y
sílice, comúnmente presentes tanto en el yacimiento como c:n la grava
natural utilizada para empaques. Estudios de laboratorio y campo han
demostrado que la grava natural y arena de formación pueden ser
disueltos rápidamente en la corriente de vapor, el cuarzo y otros
minerales silíceos poseen baja solubilidad a temperatura ambiente,
pero a elevadas temperaturas normalmente alcanzadas durante la
inyección de vapor, estos minerales se degradan con mayor rapidez
especialmente los silíceos que son los que constituyen principalmente
la matriz de la roca. La disolución por efectos del vapor no ocurre
solamente a nivel del yacimiento sino también en el empaque, el cual
se encuentra constituido en su totalidad por granos de cuarzo los
cuales se mantienen inalterables a PH menores de 9.5. La grava
CAPITULO S - sintética presenta una mayor resistencia a las altas temperaturas
generadas durante la inyección de vapor (600°F). Underdown y Das,
evaluaron el comportamiento de diversos tipos de materiales al ser
sometidos a altas temperaturas y variaciones del PH, obser~ando que
las gravas sintéticas presentan una perdida de peso de 3.59ó a un PH
de 11 a 600°F. mucho menor en comparación al obtenido con grava
natural Ottawa de 46.1% de perdida de peso a un PH de 11 y una
temperatura de 540°F.
5.7 COMPLETACIÓN DE LA TUBERÍA DE PRODUCCION
Los pozos SAGD, son completados con sartas dobles de tuberías de producción
dentro de cada pozo horizontal, de las cuales una abarca toda la longitucl del pozo
(sarta larga de producción) y otra alcanza hasta la sección curva del mismo (sarta
corta de recirculación). Respecto a este punto, es necesario hacer una serie de
sensibilidades para determinar el diámetro optimo de las tuberías para garantizar
que los fluidos que se encuentran en el fondo del pozo puedan ser producidos en
superficie por flujo natural, a pesar de las caídas de presión que se originarían en la
sarta larga de producción, que abarca toda la longitud del pozo. Por corisiguiente,
antes de definir los diámetros de los hoyos del pozo, es fundamental haber definido
previamente el diámetro óptimo de la tubería de producción. Por lo tanto, mientras
mayor sea el diámetro de la tubería de la tubería menor serán las caídas de presión.
De aquí la tendencia de que los pozos SAGD sean de diseño robusto.
Igualmente, debe existir suficiente holgura entre la tubería de producción y las
tuberías de revestimiento del pozo, ya que durante la bajada de las sartas dobles de
producción en cada pozo, hay colocarles censores de presión y temperatura. Debido
a esto, la corrida de las sartas de producción instrurnentada debe ser muy cuidadosa,
ya que cualquier mala operación durante la bajada de los mismos, puecien causar
daños irreversibles en los censores, lo cual afectaría el control y monitoreo del
desarrollo del proceso SAGD. Los censores solo son colocados en la sarta larga de
producción.
Por lo general, los sensores incrementan el diámetro externo de la sarta de
producción en aproximadamente 112 pulgada.
5.7.1 SIMULADOR L-SAGD
Para la simulación del diámetro óptimo de la tubería de proclucción se
utilizara el simulador L-SAGD, el cual es un programa que modela el
levantamiento de fluidos en pozos horizontales bajo el niétodo de
producción de drenaje por gravedad asistido con vapor.
El simulador predice los perfiles de presión, temperatura y calidad del vapor
a lo largo de toda la tubería de producción de un pozo productor SAGD,
tanto para levantamiento natural como para levantamiento artificial mediante
inyección con gas (gas 13). El programa fue desarrollado por el Instituto de
Cálculo Aplicado (ICA) de la Facultad de Ingeniería de la Univt:rsidad del
Zulia.
El simulador es una adaptación del modelo propuesto por Roger. F4. Butler,
S. Bharatha y C.-T. Yee en un trabajo publicado en la, bajo el nombre de
"Producción de Pozos SAGD por Levantamiento Natural y Artificial con
gas, en enero del año 2000. El trabajo esta basado en los principios
fundamentales de conservación de masa, cantidad de niovimiento y energía
para flujo multifásico (agua, petróleo y gas) en tuberías.
La simulación se puede realizar con o sin deslizamiento entre la:; Fases de
líquidos y gas. En caso de seleccionarse la simulación con deslizamiento se
pueden escoger entre dos correlaciones de flujo multiElsico: Begs & Brill o
Hagedorn & Brown. El agua en el fondo del pozo puede estar saturada en
cuyo caso se debe introducir la calidad de vapor, o por el contrario se puede
encontrar sub enfriada para el cual se debe introducir dicha temperatura.
5.7.2 SIMULADOR WELLCAT
Esta aplicación permite realizar simulaciones térmicas para los diferentes
escenarios del subsuelo, así como también el análisis de cargas 1, esfuerzos
tomando en cuenta el posible deterioro de las propiedades mecánicas dado
por ese perfil térmico, a continuación una breve descripción de lcis módulos
que integran la aplicación.
Módulo Perforación: esta herramienta provee un análisis térmico transitorio
y de flujos en las operaciones de perforación. Las simulacion~~s incluyen
temperaturas de cementación, fondo del hoyo, circulación del lodo, etc.
Módulo Producción: esta aplicación permite la simulación térmica en
operaciones de producción, tales como: circulación de fluidos, inyc:cción de
líquido y gas, producción de fluido, cierre de pozo, tratamiento con geles
reactivos, forzamiento con cemento, tapones de cemento y operaciones de
levantamiento artificial con gas.
Módulo Revestidores: analiza las cargas en los revestidores, simula el
comportamiento de integridad y pandeo bajo condiciones de carga y
temperaturas complejas. Desde este módulo puede hacer un enlace con los
módulos de Perforación y Producción para analizar casos ya estudiados en
los mismos.
Módulo de Tubería de Trabajo, Producción o Inyección: analiza el
comportamiento de pandeo, movimientos, cargas e integridad del diseño en
la Tubería de trabajo bajo complejas condiciones de carga y tempei-atura.
Módulo Múltiple de Sartas: analiza la configuración de revestido- y tubería
de producción en un solo enfoque. Tomando las simulaciones térmicas desde
los Módulos de Perforación y Producción en conjunto con las concliciones de
cargas en los módulos de Revestidores y Tubería de Trabajo, determina la
presión de expansión de los fluidos atrapados en los espacio:; anulares,
también como el movimiento del cabezal del pozo y cada sm.a sujeta a
cambios de cargas (Térmicas, Presión y cargas aplicadas).
Para esta condición de estudio; los módulos a emplear están en
correspondencia con: Producción y Tubería de Trabajo; esperando conocer
con los mismos los perfiles de temperatura y cargas generadas en pozos con
inyección de vapor en pozos horizontales del área de Tierra Este Pesado y
Lagunillas Lago.
5.8 INSTRUMENTACI~N DE LA COMPLETACION
A fin de monitorear y controlar la evolución del proceso SAGD, se utiliza11 sensores
de presión y temperatura en diferentes puntos de la tubería cle producción. En la
figura No 54, se presenta un diseño de pozos instrumentados para pozos S 4GD.
5.8.1 PREMISAS PARA EL DISEÑO
La selección e instalación del sistema de sensores permanentes a lo largo de
la tubería de producción, debe ser tratado como un caso particular, a fin de
garantizar la máxima funcionalidad y el cumplimiento tie los requerimientos.
Para ello, es necesario considerar las condiciones del proceso.
Se deben establecer las características principales del proceso que se
requiere registrar y10 controlar, haciendo énfasis en aque los datos
requeridos para especificar y dimensionar la solución. Esto puede incluir
información acerca de: el yacimiento, rangos máximos y mínimos de
temperatura y presión de fondo esperadas, condiciones de superficie,
características de los fluidos a producir 1 inyectar, características de los
fluidos de perforación y del cemento, servicios disponibles, nétodo de
producción, etc.
Según esto, las condiciones del proceso SAGD, determinaran cada uno de
los parámetros para el diseño del pozo y por ende definición de las premisas
de diseño para sistema de censores permanentes, entre las cuales
encontramos lo siguiente:
- ESPECIFICACIONES DEL POZO
De acuerdo con el propósito que se persigue a1canza.r con el pozo, ya sea
el inyector o el productor.
- ESPECIFICACIONES DE LA COMPLETACI~N
El tipo de completación está relacionado con el propósito del pozo y con
el método de producción seleccionado para las condiciones y el estado de
vida del yacimiento. Una vez determinado el diámetro de la tubería de
completación, se debe considerar en el diseño de pozos nuevos, todos
los accesorios que disminuirán el espacio anular por el alqjamiento
como: protectores, conexiones de la tubería, líneas eléctricas, líneas
hidráulicas, empacaduras, porta censores.
- FLUIDOS DE TRABAJO
La apropiada selección del tipo y composición del fluido de
completación es vital para garantizar una adecuada instalación y
funcionamiento de los censores de fondo, ya que los fluiclos pueden
producir daños al cable y al propio censor, lo cual impediría obtener las
lecturas correctas de las variables medidas.
5.8.2 PROCEDIMIENTO DE INSTALACION
En la instalación de sistemas de censores, es necesario disponer de
información clave para garantizar el éxito de la operación:
- CANTIDAD DE TUBERÍA
Disponer del inventario de tubos disponibles para la completación del
pozo, que deben ser medidos, identificados y ordenados por el equipo de
trabajo para determinar en que tubo sé ubicaran los sensores.
- PROFUNDIDAD DE CADA SENSOR
La profundidad de diseño permitirá calcular la cantidad de cable y
accesorios requeridos para la instrumentación del pozo.
- PESO Y PROPIEDADES DEL FLUIDO DE COMPLETP,CION
Las propiedades y características del fluido de completacióri del pozo
son analizadas para determinar el impacto que tendrán en el sistema de
sensores. Se debe especificar con la debida anticipación las
características de los fluidos, con el fin de garantizar la inkgridad del
sistema.
A continuación se describen rasgos generales de los procedimientos de
instalación de sensores permanentes de fondo para pozos productores e
inyectores:
1. Revisar la corrida de la completación para kerificar la
profundidad de instalación del sensor de foiido.
2. Revisar la existencia en sitio de cada uno de los elementos y
accesorios (flejes, protectores, colgador, cabezal, etc.)
involucrado en la operación, además de verificar el tipo y
características de los mismos.
3. Revisar la integridad de los equipos (sensores / cable) antes de su
instalación y traslado a la planchada.
4. Instalar el mandril del sensor en la tubería de producción para dar
inicio proceso de completación.
5. Posicionar el cable de tal manera que en ningún mornento sufia
corte por cuña. Se debe fijar un protector en la primera conexión
directamente arriba del sensor para luego comenzar a bajar la
completación.
6. Correr el cable con tensión, durante toda la coml)letación y
colocar los accesorios requeridos.
7. Debido a que el sensor lleva un cable de transmisiCln desde el
fondo hasta superficie, no es conveniente someter la tubería de
producción a rotación, ya que esto podría causar daño en el cable
con la consecuente pérdida de la señal del sensor.
8. Durante la instalación de sensores en la tubería de producción, se
deben instalar dos flejes de acero inoxidable en cada tubo y un
protector de cuello que puede estar coloca~lo en cada conexión o
espaciado hasta 500 pies. En los pozos horizontalcs se debe
colocar un protector de cuello en cada tubo, en la sección
desviada. Los flejes que se utilizan son bandas de acero
inoxidable, cuyo tamaño puede variar de acuerdo al tipo de
aplicación.
9. Cuando se instalan los sensores en la tubería de producción, en
pozos horizontales, es recomendable utilizar centralizadores, para
evitar que durante la bajada de la tubería en la secció? desviada,
el cable de transmisión sufia algún daño por roce o fricción
contra el revestidor, ya que la tubería siempre se apoya sobre la
sección más ba-ja del pozo.
10. Efectuar mediciones continuas de presión y temperatura durante
la completación, además de variables que garanticen la integridad
del sistema.
11. Pasar el cable por el colgador de la tubería para salir por cabezal.
(Sección Brida / Bonete).
12. Adquisición de datos de fondo después de elaborado el
dispositivo de salida de cable, para garantiza- correcto
funcionamiento de la herramienta de fondo.
Figura No 54. Diseño de Pozo Instrumentadcn SAGD
5.9 DISENO DEL CABEZAL DEL POZO
El cabezal de un pozo a ser explotado bajo tecnología SAGD, debe sor diseñado
para condiciones de alta temperatura (roscado térmico) y para concliciones de
trabajo mayores a las presiones máxima de operación. Debido a la completación de
sarta doble de este tipo de pozos, se debe tener un arreglo para un colgador de doble
orificio, a fin de colgar tanto la tubería larga como la corta desde la swerficie del
pozo. Así mismo, debe contar con orificios de salida para los sensor,es, con un
ángulo aproximado de 45", de forma de preservar la integridad de los mi:;mos. En la
figura No 55, se presenta una vista superior de un cabezal con un colgador doble.
Figura No 55. Colgador Dual
5.10 CONSIDERACIONES GEOMECANICAS
Uno de los aspectos más importantes para el éxito de un proyecto SAGD, es el de
perforar los pozos con un mínimo de problemas tanto para el control de la dirección
como lo relacionado a la estabilidad del hoyo. De allí que uno de las fases de
planificación más importantes para el éxito de la perforación sea la de establecer la
ventana operacional de pesos de lodos a ser utilizados durante la construi:ción de un
pozo. Esta ventana operacional establece los pesos de lodo mínimos (colapso
inferior) y máximos (fractura) a ser utilizados para la perforación de las secciones
inclinada (construcción) y horizontal de un pozo.
El análisis de estabilidad se efectúa mediante la adquisición a nivel de canpo de dos
conjuntos de parámetros básicos, la resistencia mecánica de la roca y la estimación
de campo de esfuerzos. En general, el primero de este conjunto de pai-ámetros se
expresa mediante un conjunto de variables conocidas como resistencia a la
compresión uniaxial (UCS o Co), ángulo de falla (q) y las constantc:~ elásticas
(módulo de Young E, coeficiente de Poisson v, y módulo de corte, K). El segundo
conjunto de parámetros está constituido por los parámetros de esfuerzo vertical
(Sv), esfuerzo horizontal máximo (SH), esfuerzo horizontal mínimo, (SKI, dirección
de uno de los esfuerzos horizontales y presión de poro (Po), los cuales parámetros
en su conjunto definen el llamado régimen de esfuerzos de un yacimiento.
En general se sabe que, en regímenes de esfuerzos normales donde Sv > Ski > Sh, la
perforación exitosa de pozos horizontales requiere de pesos de Iodos s~periores a
los empleados durante la perforación de pozos verticales. Esto se debe
fundamentalmente a que en tal régimen, un pozo horizontal experimenta toda la
sobrecarga de los sedimentos suprayacentes y por lo tanto, requiere de un mayor
peso de lodo o presión a fin de sostener las paredes del hoyo durante la perforación.
El análisis de estabilidad consiste en determinar los pesos de lodos necesarios para
sostener las paredes de un hoyo en función de la profundidad y la traq.ectoria del
pozo. Igualmente, conocidos los parámetros geomecánicos del área, es importante
conocer la separación vertical mínima que deben tener los pozos entre si (productor
e inyector), para no afectar la integridad de los mismos, por efecto de 12. alteración
de los esfuerzos originales de la formación durante la perforación.
Así mismo es importante determinar la orientación o dirección optima d(: los pozos
y como es su influencia en el diseño del peso del lodo de perforación. 13n general,
para formaciones bajo un campo de esfuerzos normal (o sea, que el esfuei.zo vertical
es el máximo esfuerzo) lo recomendable es orientar la dirección de los pozos
CAP~TULO 5
Iiorizontales, paralelo a la dirección de los esfuerzos mínimos. Sin embargo, no
existirá diferencia en perforar los pozos horizontales, en cuanto a la estabilidad de
hoyo, si ambos esfuerzos horizontales (máximos y mínimos) son iguales, aunque
esto es dificil que ocurra en la naturaleza. A pesar de esto, si la diferencia en entre
dichos esfuerzos es muy pequeña se pueden hacer sensibilidades para dererminar en
cuanto afectaría en una u otra dirección, la orientación de los pozos para el diseño
del peso del lodo de perforación.
5.10.1 SIMULADOR BSTAB MODEL
Este simulador fue desarrollado en 1994, por la compañía Maurer
Engineering Inc, y permite modelar la estabilidad del hoyo, exclusivamente
en pozos inclinados y horizontales, basado en valores geomecánicos de la
formación.
El simulador tiene como opciones realizar los cálculos bajo los (criterios de
falla por colapso de Mohr Coulomb y de Drucker -- Prager. El programa
permite graficar el rango del peso del lodo de acuerdo al ángulo del pozo
para que el hoyo no colapse, asi como la distribución de lo:; esfuerzos
alrededor del niismo. Los métodos de cálculo del programa, son mediante el
método elastoplastico (método de elemento finito), el método elástico lineal
y mediante esfuerzos dependientes de los módulos elásticos.
5.1 1 CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACION
La lechada para la cementación del revestidor intermedio en pozos SAGD, debe se
especialmente diseñada para evitar fallas relacionadas con el aislamiento zona1 del
sistema formación / cemento / revestidor, por lo que dicho fluido debe presentar
entre sus principales características compatibilidad con el lodo de perforación,
capacidad para soportar los cambios drásticos en la resistencia a la compresión por
efecto de los choques térmicos (altas temperaturas) ocasionados por la in:rrección del
vapor y resistencia a la retrogresión del cemento. Por consiguiente, dicha zona debe
ser cementada hasta la superficie para crear un sello completo a los largo del anular
del pozo.
Estas consideraciones son necesarias tomarlas en cuanta, ya que en caso contrario el
cemento puede fallar entre otras cosas por el efecto de las altas temperaturas del
proceso de inyección de vapor, en la matriz del cemento. Por otro lado, los
problemas de incompatibilidad entre el lodo de perforación y la lechada del cemento
inducen problemas de canalización y formación de rnicros anillos, los cuales van en
detrimento del sello anular.
Así mismo, la lechada de cementación para pozos sometidos a inyecció.1 de vapor,
debe de disponer de materiales cementantes capaces de resistir temperaturas
superiores a los 200°C (400°F). Adicionalmente, en muchos casos se requiere que
estas lechadas tengan baja densidad para cubrir zonas no consolidada:, con ba-jos
gradientes de fracturas y alta permeabilidad.
En resumen, la calidad del cemento localizado en el espacio anular entre el
revestidor y la formación, afecta el proceso de recuperación del crudo, dentro de lo
cual podemos resaltar las principales causas de fallas de cemen1.o:
- Canalización debido a incompatibilidad del cemento con el fluido de
perforación.
- Micros anillos alrededor del revestidor debido al encoginiiento del
cemento durante el fraguado.
- Inestabilidad del cemento al choque térmico, lo cual produce perdida de
adherencia y comunicación de zonas.
Todos estos problemas afectan el proceso de inyección de vapor, dismiriuyendo la
transferencia de calor hacia el yacimiento y permitiendo la perdida de calor hacia
zonas de baja presión.
5.11.1 DISENO DE LA LECHADA PARA POZOS TERMICOS
Lo deseable es diseñar lechadas que desarrollen alta resistc:ncia a la
compresión a bajas densidades, baja permeabilidad y estabilidad térmica
frente a altas temperaturas.
El cemento debe ser estabilizado para preservar su adecuada resistencia y
baja permeabilidad durante los cambios cristalinos que comienzari a ocurrir a
temperaturas por encima de los 110°C (230°F). Otro factor. que debe
considerarse es la debilidad de las formaciones no corisolidadas, -?ara lo cual
se recomienda el uso de harina de sílice en cantidades que oscilan entre un
-- -
35 - 40% adicional al peso del cemento, como una medida para estabilizar la
resistencia a la compresión.
La incorporación al cemento de harina de sílice previene la forniación del
alfa silicato dicálcico hidratado (a-C2SH), asociado a la baja resistencia a la
compresión y alta permeabilidad, lo cual conduce a la degradacitin térmica
del cemento a temperaturas que exceden los 110°C (230°F). La cantidad de
sílice agregada determina una relación calcio / sílice de 0.8, lo cual
corresponde con la proporción necesaria para la formación prefi:rencial de
las fases Tobermorita (C6S6HS) y Xonotlita (C6S6H), las cuales le infieren al
cemento buenas propiedades tanto mecánicas como de adherencia. De esta
forma se puede obtener una buena adherencia del cemento tanto a la
formación como al revestidor, prestando especial atención a la preparación y
colocación de las lechadas, a fin de garantizar la producción de
hidrocarburos de manera eficiente.
5.12 CONSIDERACIONES GENERALES DE DISENO PARA POZOS
HORIZONTALES
A continuación se detallan una serie de consideraciones que son requeridas en
general para la construcción de pozos horizontales y que por consiguiente aplican
para el diseño y construcción de la pareja de pozos SAGD.
5.12.1 DISEÑO DE REVESTIDORES
Actualmente, el revestidor intermedio en los pozos horizontale:; de radio
medio (que son por lo general, el tipo de pozos horizontales en los cuales se
clasificaría a los construidos en formaciones someras), es asentado al final
de la sección de construcción del pozo, lo cual ha sido posible por el
desarrollo progresivo de nuevas tecnologías de Iodos de perforacicín que han
permitido mantener inhibir las zona lutiticas inestables en la sección de
incremento de ángulo. Sin embargo la profundidad de asc:ntamiento
dependerá de las formaciones que son penetradas asi como de los problemas
esperados en el hoyo.
El revestimiento de la sección de construcción se realizara por dos
consideraciones básicas:
- Para proporcionar la integridad a dicho hoyo debido a la presencia de
zonas lutitas inestables encima del yacimiento.
- Reducir los riesgos potenciales de pega por tubería, durante la
perforación de la sección horizontal, y mas aun, si se requiere
perforar dicha sección deslizando el ensamblaje de fondo y la sarta
de perforación en general.
El revestidor puede ser asentado, ya sea el tope de la forniación o en
el punto de entrada del yacimiento.
Para pozos SAGD, lo mas recomendable es asentar el revestidor
dentro de la formación (punto de entrada), una vez que el pozo este
alineado tanto en dirección como en inclinación, y asi facilitar la
navegación en la sección horizontal, evitando tener que construir
ángulo dentro de la formación objetivo.
Respecto al punto de asentamiento del obturador del forro ranurado o
rejilla, por lo general se realiza a una profiindidad en donde la
inclinación del pozo oscile los 70".
5.12.1.2 SIMULADOR STRESS CHECK
Este programa permite diseñar la arquitectura mecánica del pozo, de
acuerdo a los diferentes casos de carga a que es sometida la tubería
de revestimiento del pozo. Los casos de cargas a 10:: que son
expuestos los revestidores son colapso, estallido y teiisión. Los
revestidores deben ser diseñados para resistir dichas cargas tanto
durante las fases planas de perforación del pozí) como durante la fase
de producción del mismo.
5.12.2 DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
El diseño del fluido de perforación en la construcción de un pozc horizontal
juega un papel fundamental para el éxito de su ejecución.
Los aspectos más críticos que deben considerarse en la sección de
construcción son el control del pozo, la estabilidad del hoyo y la limpieza del
mismo. Asi mismo, en la sección horizontal la reducción al (daño de la
formación, es el aspecto de mayor prioridad.
En general, las características principales que deben prevaleclzr para el
diseño de fluidos de perforación en pozos horizontales son la esta.ilidad del
hoyo, lubricidad, control del filtrado, daño a la formación y la lirnpieza del
hoyo.
En la mayoría de los casos existentes de perforación horizontal en
formaciones de arenas no consolidadas, se utilizaii sistemas de lodos
poliméricos en la sección de construcción y Iodos sa.linos para la sección
horizontal.
Los sistemas poliméricos proporcionan básicamente propiedades de
inhibición y lubricidad, mientras que los sistemas salinos ofrecen entre su
principal ventaja un daño muy bajo a la formación.
5.12.3 HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN
Tanto en los pozos inclinados como horizontales la hidráulica de perforación
juega un papel determinante para garantizar la limpieza de la mec.ha y sobre
todo garantizar el buen acarreo de los ripios de perforación a través del
anular hasta la superficie, ya que este ultimo aspecto es mas critico bajo la
geometría de estos pozos que en los verticales.
Cuando los pozos alcanzan inclinaciones por encima a los 45" tanto los
ripios de perforación como los sólidos del lodo tienden a acumularse en la
parte baja del anular del hoyo, especialmente en condiciones estáticas de
flujo. Esta acumulaciones crean camadas de sólidos y ripios, los cuales a su
vez ocasionan problemas operacionales en el fondo del hoyo durante la
perforación. Dichos problemas son básicamente altos valores de torque y
arrastre especialmente en los viajes de tubería sin rotación o sin circulación.
Igualmente, es latente el riesgo de un atascamiento de tubería por empaque o
pega mecánica.
Por consiguiente, a medida que se incrementa el ángulo de incl nación del
pozo, asi mismo se incrementa la concentración de ripios y sólido:; en el lado
bajo del hoyo, lo cual es mucho mas acentuado en pozo horizortales. Bajo
estas condiciones, se recomienda que para ángulos de inclinación menores a
45" se diseñe una hidráulica de perforación bajo un régimen de flujo laminar,
ba-jo las cuales se produce una mejor limpieza del hoyo. Asi rismo, para
ángulos superiores a 55 O el régimen de flujo turbulento ofrece una mayor
limpieza en el hoyo que bajo un régimen laminar, aunque bajo ambas
condiciones se puede operar. Para pozo entre 45 a 55 de inclinación ambos
regímenes de flujo presentan comportamientos parecidos de limpieza en el
hoyo, por lo cual se puede utilizar cualquiera de los dos.
Bajo ambos criterios, es recomendable incrementar la velocidad anular hasta
donde sea permisible, ya que igualmente esto contribuye a la limpieza del
hoyo, para cada uno de los regímenes dentro de sus respectivos rangos de
inclinación. Esto se puede lograr aumentando el diárnetro de la tubería de
perforación.
Para el caso del flujo laminar, es recomendable mantener el puiito cedente
del lodo de perforación lo mas alto posible, para ayudar a la limpieza del
hoyo.
Respecto al régimen de flujo turbulento, es deseable que el lodo de
perforación presente baja viscosidad ya que inducen turbulencia al flujo. Asi
mismo, el aumento la densidad del lodo sin variar sus otras pnpiedades
reologicas contribuye a la limpieza del hoyo, asi como a mantener su
estabilidad. Por encima de 45" de inclinación el incremento de las
propiedades reologicas no contribuye a la limpieza del hoyo.
Cualquier indicio de baja eficiencia en la limpieza del hoyo debe ser
remediado incrementando la tasa de flujo, en lugar de realizar carribios en la
reología del lodo o variar el régimen del flujo.
Para proporcionar una tasa de flujo óptima que garantice la lir~pieza del
hoyo y de la mecha, se debe seleccionar el diámetro de los chorros o
boquillas, para óptimas condiciones hidráulicas. Para esto se debe 1 tomar en
cuenta dos consideraciones:
- Verificar la caída de presión que ocasiona del motor de fondo.
- Para formaciones no consolidadas, se deben seleccionar diimetros de
boquillas que minimicen la erosión del hoyo. Es recomeridable, que
la velocidad de salida de las boquillas no exceda los 300 piels.
5.12.4 MECHA DE PERFORACIÓN
En la perforación direccional con sartas de perforación con motor de fondo,
lo mas recomendable es la utilización de mechas tricónicas tanto para la
sección de construcción, como para la horizontal, ya que ofrucen mejor
control y manejo operacional de la sarta de perforación. El hecho cie utilizar
mechas policristalinas (PDC) en combinación con motores de fondo para
alto torque y bajas revoluciones, ocasionan problemas para orientar y
controlar el motor, debido al torque reactivo resultante y a la mayor
agresividad de corte de este tipo de mechas. Igualmente, puede restringir la
tasa de penetración de la mecha por la relación torque 1 peso, pudiendo
detener la rotación sistema rotor - estator del motor de fondo.
Adicionalmente, y aunque en la actualidad existen diseños especiales de
mechas PDC para operar con motores de fondo, por experiencia de campo,
lo mas recomendable es utilizar mechas tricónicas.
5.12.4.1 DISENO DE LA MECHA
En general, para operaciones direccionales las ~~rincipales
características que debe presentar la mechas tricónicas son:
Sello en los cojinetes.
Protección en el calibre.
Preferiblemente, de insertos de carburo de t mgsteno.
Calibre corto.
5.12.5 ENSAMBLAJE DE FONDO Y SARTA DE FERFORACION
Una de las diferencias mas notables entre la perforaci0n vertical
convencional y la direccional 1 horizontal, es la configuración de la sarta de
perforación. En los pozos verticales se utiliza normalmente un ensamblaje de
fondo compuesto por la mecha, barras de perforación (DC'S;', Tubería
pesada (HWDP) y tubería de perforación (DP) hasta la superficie. Así
mismo, el tamaño y número de las barras y la tubería pesada de~enden del
diámetro del hoyo y del peso requerido sobre la mecha, teniendo como
criterio de diseño el mantener el punto neutro de la sarta de perforación en
las barras o en la tubería pesada. Este método es completamente jmpractico
para pozos direccionales y horizontales, ya que a medida que se iicrementa
la inclinación del hoyo los componentes de mayor peso no contribuyen al
suministrar el peso sobre la mecha utilizable, básicamente por su mayor
rigidez, lo cual incrementa significativamente el torque y arrastre dentro del
pozo.
En líneas generales, las barras de perforación están limitadas a pozo de bajo
ángulo con tasas de construcción menores a 5"/100', teniendo en cuenta que
se deben utilizar el menor numero posibles, requeridos para el control
direccional.
En pozos horizontales, lo convencional es utilizar en la sección de
construcción tubería pesada, tubería de perforación o una combinación de
ambos hasta el punto del desvió del pozo. El objetivo de esto es inhibir el
pandeo de la tubería y reducir lo mas posible el efecto de arrastre. El
ensamblaje de fondo estaria complementado con la mecha, el motor de
fondo y la herramienta de sensor direccional (M'IVD). En la sección
horizontal, se utiliza tubería de perforación y es complementado con tubería
pesada en la sección curva hasta alcanzar el punto de inicio del desvió.
5.13 EVALUACION ECONOMICA
Al igual, que cualquier proyecto de inversión, es necesario realizar una evaluación
económica del proyecto a ejecutar con el objeto de determinar la tasa interna de
retorno de la inversión y por consiguiente su rentabilidad.
La evaluación económica se realizara comparando los resultados entre uri proyecto
con un par de pozos horizontales bajo la tecnología SAGD y un pozo horizontal
producido por inyección alternada de vapor. Para el cálculo del prorióstico de
producción de petróleo asociada a la evaluación económica para cada caso, se
utilizaran dos simuladores. La evaluación económica será realizada mediante una
hoja de cálculo bajo el programa Excel.
5.15.1 SIMULADOR ANALÍTICO SAGD
Es un programa matemático que permite predecir la producción de Petróleo
en pozos que son explotados bajo esta técnica de recuperación secundaria,
con la finalidad de diagnosticar su comportamiento, y determinar
anticipadamente la factibilidad de aplicación de éste proceso. Por
consiguiente, el programa calcula el potencial de producción de petróleo en
yacimientos donde éste proceso pueda llevarse a cabo, permitiendo de esta
manera seleccionar las áreas más prospectivas para su aplicación.
5.15.2 SIMULADOR PARA INYECCIÓN ALTERNADA DI': VAPOR
EN POZOS HORIZONTALES
Es un programa matemático que permite pronosticar la producción en pozos
horizontales que estén sometidos a Inyección Alternada de Vapor, y a su
vez, permita pronosticar áreas prospectivas, de tal forma que oriente sobre la
aplicabilidad de este método de producción en diversas las áreas.
CAI'ITULO 6 -
DISEÑO Y RESULTADO DE LAS SIMUL,ICIONES
6. INTRODUCCION
A continuación se presentaran los resultados de las simulaciones realizadas para respaldar
los diseños propuestos para la perforación y completación de los pozos horizont~.les SAGD,
tanto para el área de Tía Juana Tierra como para el campo Lagunillas Lago. Lo:. resultados
de las simulaciones serán primeramente analizados, para posteriormente presentar el
programa general de los pozos.
6.1 SIMULACIONES GEOMECÁNICAS
6.1.1 CAMBIOS DE ESFUERZOS ENTRE LOS HOlYOS
El siguiente análisis fue realizado únicamente para el campo Tía
Juana Tierra, ya que no se disponía de datos geomecánicos para el
campo Lagunillas Lago. Para la realización de la sirrulación, se
calcularon los esfuerzos horizontales máximos y mínimos, basados
en el gradiente de sobrecarga para el campo Tía J ~ a n a , y fue
complementado con datos de un estudio geomecánicos realizado en
el bloque C-7, el cual se encuentra a unos 3 Km, respecto al área de
interés.
El objeto de la simulación fue determinar hasta que punto 9 magnitud,
los esfuerzos que se originan durante la perforación (le un pozo
inyector, afectaría la integridad de un pozo productor durante su
construcción, de forma de determinar la tolerancia de separación
vertical mínima requerida entre ellos.
El resultado obtenido, presenta que el esfuerzo radial y el cortante, se
estabilizan a una distancia aproximada de 10 veces el radio de un hoyo
perforado, es decir que los esfuerzos no se alteran en cualquier punto
ubicado a una separación superior a la mencionada por encima de la
cara del hoyo. Si tomamos en cuenta que son dos pozos ~orizontales
alineados y paralelos, esto implica que la distancia con 1;i cual no se
esperaría alteración del campo de esfuerzos, seria c ~ a n d o estén
separados 20 veces el radio del hoyo. Basados en esta distancia, se
garantiza que los cambios de esfuerzos que se originarían durante la
perforación del pozo inyector, no afecten In integridatd del pozo
productor. Ver Tabla No 9.
Tabla No 9. Separación Vertical Mínima
La simulación fue realizada para un campo normal dz esfuerzos
(sv>S~>Sh), y por tratarse de datos obtenidos en un estudio realizado
en un área vecino a la zona de interés, se asumió como condición la
isotropía a nivel de los esfuerzos; ya que al tratarse de áreas muy
someras, estas presentan muy bajas variaciones en cuanto a la
magnitud de los esfuerzos horizontales. El calculo fue realizado bajo el
criterio de falla de Morh - Coulomb, mediante el método de calculo
elastoplástico lineal (elemento finito).
A continuación se presentan los parámetros utilizados para los datos
geomecánicos utilizados así como los resultados obtenidos.
Curr~
All Azimi
C:\BSTAR\DalaName.bsi Page 2 o1 3
ent Model : Elastoplastic Model
ythal Anale M e w n d East of North
í Hole Geornstry --
Vertical Deplh (11)
Incl. Angle (deg.]
1 Ainulhal Angle [d
r Aock Properties - / Poissonf Ratio :
1 Pore Prcssute (ps
1 Bioi's Poroelastic
- Tensile Failure P.
Tensile Slrenglh (
- - -
il
Parameter
-- In-Situ Stresses -- --- - ---
Vertical Stress (psi)
Mínimum Horizonlal Stress [psil
11 1 Azimuthal Angle o1 Max.Hoiiz. Ctiess
1 Not Applied 4 I
Figura No 56. Datos Geomecánicos Utilizados (1)
: Elasto
losure : (p
I Model iplastic Model - Calculation Type - . -- - - --
(r Stability 3iehole Pra si)
C Stable Range Disk Name for Temporary Data (C--2) .. ~ - ~ - -- ~- .- .- ~- -- ~
parameter+ of Elartoplas,ic Model .. . . - - - . - - - . - - -
Figura No 57. Datos Geomecánicos Utilizados (2)
Limited Plastic Strain :
Elastic Modulus (
1000
800
600 Pressure -
(P si> 400
200
0 - 1.05 2.99 4.93 6.87 8.80
0.01
27000
Figura No 58. Distribución de los Esfuerzos en la Cara del Hoyo
- - - . - -. - . - - - - - . -~ ~ ~ ~-
I><irrimr?tr-rs of I , 1 : = , 3 , 1 r e Drpencii-.nt rlri--.tic M i > d i ~ l i ~ r ; M o d c l
Modulus-Stress Relalion - --
C 1 C 2 E-E0 ' (1 +A ' P31-B -- E=E1 -(El -EO]'exp(-D'p3Ip-
EO (PS~I m: 1:; ::;; pot ~ p p l i e d 31 A 11 /psi) Plot Applied B Not A lied D (l/psi] Not Applied
Figura No 59. Tolerancia Mínima Entre los Pozos Horizontales
6.1.2 INFLUENCIA EN LA ORIENTACIÓN DEL P02,O
Se realizo una simulación para determinar la influencia de la orientación
del pozo respecto a la dirección de los esfuerzos horizontales (máximos
y mínimos), en la estabilidad del hoyo durante la perforación. El
resultado obtenido demuestra que el pozo es mas estable cuando es
perforado en dirección del esfuerzo horizontal míriimo, ya q~ e requeriría
una densidad del lodo de perforación de 9.9 lpg, para evitar el colapso
del hoyo en la sección horizontal. Si por el contrario, el pozo es
orientado en dirección del máximo esfuerzo horiz,ontal se requeriría una
densidad de lodo de 10.46 lpg. Sin embargo, y a pesar de que es una
practica recomendada el orientar los pozos en una dirección cercana o
igual al esfuerzo horizontal mínimo, para el caso de formaciones
someras de arenas no consolidadas, este factor no es lirnitativo, siempre
y cuando (como es este caso) la diferencia entre lo:; esfuerzos
horizontales sea lo suficientemente baja que permita operar dentro de
rangos de densidades de fluidos de perforación comunes, para el área
prospectiva.
El calculo fue realizado bajo el criterio de falla de Morh - Coulomb y el
método elástico lineal con revoque perfecto. En las siguiente:; graficas se
presentan los datos utilizados y los resultados obtenidos.
I Current Model : Linear-Elastic With Perfect Mud Cake
I A l l Azirnuthal A n q l e Measu red E a s t of North
Hole Geometry - -
Vertical Depth [ít]
Incl. Angle [deg.) From :
To :
Azimuthal Angle [deg.)
Rock Properties -
Poisson's Ratia :
Pore Pressure [psi]
~ In-Situ Stresses - - - --
E[ 1 Vertical Stress [psi)
Maximum Horizontal Stress [psi]
Minimum Horizontal Stress fpsi]
r-1 Azimuthal Angle of Max.Ho*iz. Stress !-- . - --
- ~ -~ .--p.- --a- ~ -----
0.43
250
7 1
Biot's Poroelastic Parametw :
Tensile Failure Paran
Tensile Strength [psi]
ieter -
l
-7 r Comptessive Failure Paiameters - -- y-, I
Cohesive Strength [psi]
Frictional Angle [deg.] 2 8
Figura No 60. Simulación en Dirección de Sh
Figura No 61. Ventana Operacional en Dirección de Sli
Current Model : Linear-Elactic With Perfect Mud r -b- 1 All Azimut
- Hole Geometry --
Vertical Depth [ft]
Incl. Angle [deg.)
Azimuthal Angle [deg.]
- Rock Properties
ha1 Angle Measured East of Nort -
Azimuthi IL
In-Situ Stresses -- - --
pE- 1 Vertical Stress [psi]
Maximum Horizontal SIres:: [psi]
Minimum Horizontal Strest [psi]
pq 56 a l Angle of Max.Hariz. Stress
- . PP. - -
1 1 1
Biot's Poroelastic Parameter : 1 no< Applied
r Tensile Failure Parameter -- 7 r Compressive Failure Piiramelers -
Cohesive Strength [psil Tensile Strenglh [psi]
Frictional Angle [deg.]
Figura No 62. Simulación en Dirección de SH
Figura No 63. Ventana Operacional en Dirección de S13
6.2 SIMULACION DE LAS TRAYECTORIAS DE LOS POZO!$
6.2.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
El diseño de la trayectoria obtenido para los pozos horizontales fue
realizado con el método de calculo de mínima curvatura ya que es el
modelo matemático mas sencillo y mayormente utilizado.
El perfil de los pozos es de tres dimensiones, ya que presentan un
giro (cambio de dirección) desde el punto de superficie para poder
alinear los pozos con la dirección resultante del punto de zntrada y de
fondo, y por consiguiente suavizar el perfil resultante. L;i trayectoria
de las dos parejas de pozos horizontales fue diseñado con una tasa de
construcción que no supera los 12"/100 pies, y fueron orientados en
dirección casi paralela a los esfuerzos horizontales mínimos.
CAPÍI'ULO 6
Adicionalmente dicha dirección coincidía con el rurnbo de los
estratos, lo cual permitió que la sección horizontal no buzara ni hacia
arriba ni hacia abajo. La separación vertical de los pozos esta
planificada con 5 metros (16.4 pies) de separación, desde el punto de
entrada hasta la profundidad final de los pozos. En aml~os casos la
sección horizontal no supera los 500 metros de longitud.
A continuación se presentan los diferentes planes direccionales
obtenida para cada pareja de pozos, así como su respectivns gráficos:
Figura No 64. Plan Direccional Loc: ULON - 1 (Productor) / Par # 1
II[D irid Aiil RD +ki'S +El\\! DIS 1 Fm ITO Tu$ tr di? dtg i~ it ft dtgi100fi iqilll0íi dig/lM)fi llq O0 [i,IiS [iN 6 0 -89,9 .N,9 0,Oll 0,OO O,00 ii,01)
#0,0 OJO l,N 4 0 0 ,196 .8ilj O,liU 0,OO 0,00 964 81i7,l 36,3! ?8fd /$A,/ 8 3 .40j 10,li 10,17 0110
807J 3SJ2 2'ijU 783j 8 4 445 OJO OJO OJO 1613,5 8?,N l(iP$l 12flOJ 5218 .34?,3 l0jO 5,55 .lO,li -?$,a5 P.El.lT. 8iOQ H,ci4i 1$E,!i5 1260 l1!0,3 .1443,4 OJO Ojo OJO o,!!1) P.FIII
Figura No 65. Plan Direccional Loc: ULON - 2 (Inyector) / l'ar # 1
QArJC1iQQ -2- -2. u- zE -* -..-...-.-.-
c.-. o-. .-.-. c. .
Figura No 69. Perfil Direccional Loc: ULNS - 2 13 Par SAGD # 2
248-
496-
S
6.2.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
Al igual que el caso anterior, la trayectoria de los pozos horizontales
fue diseñada con una tasa de construcción menor de 12'/100 pies, y
una separación vertical de 5 metros. Así mismo, la secciCn horizontal
resultante fue de 1000 pies (305 m), lo cual no supera los 1640 pies
(500 m) de longitud limite recomendada. En las graficas se presentan
1 9 2 ~
- 1 x.o.p(@ son- 1
los resultados obtenidos con sus respectivos gráficos.
S 8 744- 9
W~sr(-)/E'lsI(+) fl/ \
8 .- 992- 2
S ~ S T . VERTIGII. 5 M 7 c: \
123F \- .............. .......................................... a.... ......................................................................................................................................... .............
1487-
m m
l I I l 1 l I I O 248 496 744 992 1239 1487 1735 1983
Vertical Secfion af 114,53" /fl/
- - -
Figura No 70. Plan Direccional Loc: LL - 3541 (Productor) Par # 1
Figura No 71. Plan Direccional Loc: LL - 3535 (Inyector) I'ar # 1
MD lncl Atim TVD +N4 W ídesi ldd m ni, : .. .. 1 > . 1 1 . . . ,. [,! 1 , 1 ( 1
1 , a * - - .- ..., .; :: 1 t!!,l ::?1:,4 1 .'3? 1 [Cm! 1 ] ;l.: ' 2 ' ' . , 1 11; v:::
.L, .,:
4ic:l , "E^': 1 9 . J . . . 1 . 1 [ 1
MD , lncl Ift) i (de!)
1.9-3.0 1 0.E 2.13.5 ! 26,; 32V,5 : 9 i j - --
1 . ~ 3 7 . 0 91,i
Figura No 72. Plan Direccional Loc: LL - 3542 (Productor) Par # 2
Azh (de!) 00 3199 8 2 37.8
) MD 1 lncl 1 Ai im 1 TVD 1 +N;$ 1 +E 44 1 DLS 1 Buili 1 Turn / m
TVD ' +N-S
Figura No 73. Plan Direccional Loc: LL - 3537 (Inyector) I'ar # 2
/ft) I~~r3.0
+PJN (ft) O4
.Pl.7 al
l i 3 i , 5
IY 013
DLS Ideg:lOMtl
0.0 5.5 10.5 @,ü
?.10?.7 j 4Q.6 lali,5 ?:l.S 2814.3 , ?:1J
(ftl O.Oi1 K.0.P 3.8 TRA'f.IIIIiIRL .M2 ENTRYPCIKT
. -. .- - . 1691.0 FIM?L P,!I JT
Euild 1 T"rn (deg'l03ft) - (deg.lOOftJ
0.P 0.5 9J - -. 0.0 ,
049 0.O 5.5 0.00
Figura No 74. Perfil Direccional Pozos LL - 3541 / 3535 Par SAGD # 1
Figura No 75. Perfil Direccional Pozos LL - 3542 / 3537 Par SAGD # 2
6.3 SIMULACION DE LEVANTAMIENTO NATURAL SAGD
El propósito de esta simulación fue el definir el diámetro de 1;i tubería de
producción (sarta larga) a utilizar, de forma que garantice la producción de los
fluidos del pozo por levantamiento natural. Esta simulación es tieterminante
para definir el diseño general de un pozo SAGD, ya que su resultado establecerá
el diseño de revestidores y la completación del pozo horizontal.
6.3.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
La simulación se realizo únicamente con el pozo prclductor (loc.
ULNS-2) por ser el mas critico, ya que es el que presenta mayor
profundidad, y por consiguiente, el de mayor longitud. Se realizaron
las respectivas simulaciones para cada pozo productor, e\,aluando dos
opciones. La primera, utilizar tubería con diámetro de 3-112" y la
segunda con 2-718". La primera opción definiría ur: diseño de
revestidores del pozo con diámetro grande, mientras que la segunda,
definirá un diseño de revestidores con diámetro pequeio. Para la
simulación, se tomo en cuenta la tasa de crudo esperada de 500 Blsld.
En las siguientes tablas, se presentan las variables ma:; resaltantes
utilizadas en ambas simulaciones.
Tabla No 10. Datos Simulación Diseño Granlje
,PRODUCCION
Tabla No 11. Datos Simulación Diseño Pequeño
Tasa de Flujo de Agua (Bbl) Relacion Petroleo / Agua (m3/m3) Relacion Gas / Petroleo (scf / BIS) Tiempo de Operación (Dias) Presion Deseada en el Cabezal (Psi)
Las simulaciones arrojaron como resultados que para anibos diseños
es factible el manejo de producción esperada. Para la tubería con
diámetro de 3-1/2", se requeriría una presión mínirra de fondo
1 O00 0.5 60
365 1 O0
TUBERIA ID Tubind (Plg) OD Tubing (Plg) ID Revestidor (Plg) OD Revestidor (Plg)
2.992 3.5
8.921 9.625
TRAYECTORIA Long. Seccion Horizontal (Mts) Long. Seccion Vertical (Mts) Radio de Curvatura (Mts)
420 183 200
CONDlClON FONDO DEL POZO Presion de Fondo Fluyente (Psi) 31 O
fluyente de 3 10 lpc, para transportar los fluidos hasta la superficie los
cuales llegaran con una presión de 110 Ipc en el cabezal. En
contraste, para la tubería con diámetro de 2-718" se necesitaría una
mayor presión de fondo la cual no debe ser menor de 450 lpc, de
forma que los fluidos sean producidos en a superficie cori 105 Ipc (en
el cabezal). Evidentemente, debido a la menor área de: flujo de la
tubería de 2-7/8", se requiere una mayor presión de fondo para que el
flujo multifasico sea producido por flujo natural.
En las siguientes figuras se presenta la predicción del perfil de
presión obtenidos los largo de la tubería de producción. En los
anexos se presentan los soportes de este análisis, así como los perfiles
de temperatura y vaporización fracciona1 del agua, en la tubería de
producción.
Figura No 76. Perfil de Presión 1 Tubería de 3-112"
Presión
105 ipc EN SUPERFICIE
m f
-1.000 1 1 1 1 I 1 O0 200 300 .!O0 500
psi
Figura No 77. Perfil de Presión 1 Tubería de 2-718"
6.3.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
Para el caso de este campo se tiene como limitante el hecho de que
los revestidores de superficie, cuyo diámetro es de 9-5/8", fueron
previamente bajados y cementados en todos los pozos d ~ , la Macolla
4, a una profundidad promedio de 1500 pies. Esta restricción
obligaría necesariamente a seleccionar una tubería de producción de
2-7/8", debido a la poca holgura existente impide la utilización de
una tubería de producción de 3-112". Se espera manejar un volumen
de crudo de 850 Blsld durante el primer año del proyxto, el cual
declinara progresivamente al cuarto año a unos 200 Eilsld. En las
siguientes tablas, se presentan las variables mas resaltanies utilizadas
para las simulaciones en cada pozo productor.
IPresion de Fondo Fluyente (Psi) 1 10101
Tabla No 12. Datos Simulación Pozo Productor LL-3541
Tabla No 13. Datos Simulación Pozo Productor LL-3542
Las simulaciones arrojaron como resultado que es posible manejar en
ambos pozos la producción de crudo esperada, pero req~iriendo una
mayor presión de fondo fluyente. El primer pozo productor simulado
(LL-3541) requeriría una presión mínima de 1010 lpc, para producir
los fluidos en superficie a 150 Ipc, mientras que en el segundo pozo
productor (LL-3542) necesitaría 1250 lpc de presión de fondo
fluyente, para que los fluidos alcancen la superficie con una presión
de 174 Ipc.
Esta mayor presión de fondo requerida para producir lo:; fluidos por
flujo natural, se debe a que el pozo es mas proflndo y por
consiguiente, de mayor longitud. Esta característica o r gina que se
presentan mayores caídas de presión a lo largo del recorrido del
fluido dentro de la tubería, aunado a la restricción en términos de área
de flujo que ofrece un diámetro de 2-718". El calcc.10 tomo en
consideración una relación agua / petroleo de 2 BlsBls. Igualmente,
la presión de fractura del área es estimada en 1800 lpc, el cual fue
calculado por el método de Eaton, para un gradiente de fractura de la
formación de 0.667 a 3000 pies de Datum.
A continuación se presentan los perfiles de presión a 10 largo de la
tubería de producción obtenidos en la simulación. En los anexos se
presentan el reporte completo de esta simulaciones.
174 ipc EN SUPERFICIE 4
-1.500 1 I 1 1 1 I 1 U 250 500 750 1.000 1.250
psi
Figura No 78. Perfil de Presión /Tubería Pozo L1;-3542
Presión
150 ipc EN SUPERFICIE 6
psi
Figura No 79. Perfil de Presión 1 Tubería Pozo L1,-3541
~ . ~ S E L E C C I Ó N DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIEN'TO Y DE
PRODUCCION
Para el diseño de la tubería de revestimiento y de producción , se realizaron las
simulaciones para que la tubería de revestimiento soportara los casos de carga
por tensión, colapso y estallido, bajo las cargas de perforación de vació total, y
a su vez soportara la exposición a estimulaciones con inyecciones de vapor a
alta presión y temperatura.
El resultado obtenido, presenta que para la tubería de revestimiento y de
producción seleccionada en ambos campos, no presentaría problemas en su
integridad bajo la acción de los diferentes casos de carga seleccionados. Los
factores de diseño utilizados fueron: 1.1 (colapso), 1.1 (tensión), 1.6 (estallido) y
1.25 (cargas triaxiales).
6.4.1 CAMPO TIA JUAN TIERRA
Basado en los resultados de simulación del método de producción
SAGD, por flujo natural, se decidió seleccionar uri diseño de
revestidores de diámetro pequeño, porque seria económic:amente mas
rentable, en términos de costo de la inversión. A continuación se
presenta el resumen del resultado obtenido. La simulaci6n se realizo
únicamente, para el pozo productor UNLS-2.
Production Casing I sm , 26.40 Ibmtfl, N-80 BTC, NEO 80-1629 2.34 3.10 2.8;
", 15.50 Ibmlfl, N-80 513 HYD 1420-3008 8;'5 7.00 4.3í
String
Production Line
Figura No 80. Diseño de Revestidores Seleccionados
Suríace Casing '- -"- 40.50 Ibmlfl, J-55 BTC, J-55 80-200 1 . 5 17.76 3.1í 1 Y
Connection OD~WeightlGrade
Figura No 81. Diseño de la tubería de Producción
MD Intetval (fl)
D e p i y D ) l ODNeighUOrade 1 Connection
6.4.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
En la grafica anexa, se presenta el resumen de la tubería de
revestimiento seleccionada para los pozos de este campo. La
simulación fue realizada tomando las características de la trayectoria
y puntos de asentamientos del pozo LL-3542.
Minirnum Safety Factor (Abs) 8iirst 1 ~ o l l a ~ s e l ~ x i E 7
Min murn Safety Factcr (Abs) Burst 1 Co lapse 1 Axial 1 Triaxial
80 l m/R, J-55 513 HYDRILL + 1C0.00 C5 11.9C BB 5.49 8 5
W3 Ibrnhi, N-80 BTC, N-80 80-3302 6.250 A 2.54 1.49 Production Casii
Production Liner i0 Ibmlfl. N-80 513 HYD 3075-4502 4.825 3.99 3.15 3.51 3 61
Figura No 82. Diseño de Revestidores
Slring
Suríace Casing 9 M", 40.00 Ibrnlft, N-E0 BTC, N-80 80-1500 8.750 P 2.28 4.61 5.56 2.81
Connection ODMeight/Grade
Figura No 83. Diseño de Tubería de Producción
1 ODWieightJGrade
6.5 EVALUACI~N ECONOMICA
A continuación se presentan los resultados de la evaluiición econtimica de los
proyectos para cada campo en particular considerando la producción esperada
para cada caso en particular por campo. La evaluación fue realizada para el caso
de campo Tía Juana Tierra, considerando 2 pozos horizontales bajo el proceso
SAGD en comparación con 1 pozo horizontal explotado por inyección alternada
de vapor. Para el campo Lagunillas Lago, se consideraron 4 pozos horizontales
MD lntenal (ft)
bajo el proceso SAGD y 2 pozos horizontales bajo inyección alternada de vapor
80 2 7/8', 7.90 Ibm/fl. J-55 533 HYD - 100.00 C 6.1 3 88 4.19 88
Connection
Drif Dia. Un)
ktinimum Safety Frctor (Abs) Bursl 1 Collapse 1 Axial 1 Triaxial
Minimum Saiety Factor [Abs) Burst 1 ~ol lapsl ,-
CAPÍTULO 6 - 6.5.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
Para este campo, se evaluaron las opciones de un discño pequeño
(diámetro menor) de pozo SAGD, comparándolo con u110 de diseño
grande tradicional (diámetro mayor). Estos valores fueron
comparados con un pozo horizontal bajo inyección iilternada de
vapor
El resultado obtenido señala, que para ambos casos analizados la
opción del diseño pequeño SAGD, es el mas atractivo sc:guido por el
diseño SAGD de diseño grande. Aunque para todas las opciones el
tiempo de pago es igual, debido al mayor recobro d: crudo, las
opciones bajo el proceso SAGD, ofrecen un mayor rc:torno de la
inversión. Ver tabla No 14.
1 VALoR P R M NETO 0 (M$) 472.17 1 365.93 1 216.90 1
INDICADORES H=ONONIICOG
INVERSlON TOTAL (N$)
Tabla No 14. Indicadores Económicos / Campo Tía Juana 'Tierra
GRANDE PE:QuO\IO 900
6.5.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
En los resultados obtenidos para este campo, ambas alternativas son
rentables económicamente. Aunque la opción de IAV, ofrece
levemente un mayor retorno de la inversión, esta requiere un tiempo
de pago un poco mayor a la opción SAGD. Así misino, el valor
presente neto, es mucho mayor para el caso SAGD, que para la
opción de IAV, lo cual lo hace mucho mas atractivo.
INDICADORES ECONOMICOS I SAGD
TIEMPO DE PAGO (ANOS) 1 2.4 1 2.6 1
INVERSION TOTAL (M$)
VALOR PRESENTE NETO (VPN) (M$)
TASA INTERNA DE RETORNO ITR) I%)
Tabla No 15. Indicadores Económicos / Campo Lagunillas Lago
6.6 DISENO GENERAL DE LOS POZOS
A continuación se presentan los diseños generales para los pozo iorizontales,
con sus respectivas consideraciones de perforación. En los anexos, se presenta
un programa general de perforación para pozos SAGD, el cual es alAicable para
todos los casos considerados, tomando en consideración las diferencias de
diámetro de las herramientas direccionales que se utilizarían. Igualmente se
presentan en dicho anexo los ensamblajes de perforación recomendados.
2,500
398.44
19.15 19.44
6.6.1 CAMPO TIA JUANA TIERRA
Para este campo se selecciono un diseño de pozo de diámetro
pequeño (tanto para el inyector como el productor), ya que cumple
con los requerimientos de diseño de perfoi-ación y pi-oducción; e
igualmente en términos económicos es mas rentable. A continuación
se detalla el diseño general el cual es igual para todos los pozos
horizontales a ser explotados bajo el proceso SAGD en este campo:
El hoyo superficial seria de 12-114" de diámetro, para
asentar un revestidor 10-3/4", 40.5 lbslpii:, J-55. B I T
a 200' de profundidad. Dicho revtstidor será
cementado hasta la superficie, por sc:r un pozo
térmico.
El hoyo intermedio seria perforado con un diámetro de
9-718" para bajar un revestidor intermedio de 7-5/8",
26.4 lbslpie, N-80; el cual sena asentado en el punto
de entrada de la arena objetivo, aproxinladamente a
90" de inclinación, o en el ángulo de inclinación final
de la sección de construcción. El revestidor será
cementado hasta superficie, con lechada térmica.
La sección horizontal, será perforada cor hoyo de 6-
112". Dicho hoyo no será íimpliado, ya que por
experiencia en este campo, el porcentaje de lavado de
los hoyos horizontales en el campo Tía Juana es de
aproximadamente 20%. El pozo será completado a
hoyo abierto con un forro ranurado de 5-1/2", 15.5
lbslpie, N-80 con 0.015", 292 ranuras 1 pie. La junta
de conexión del forro debe ser lisa (CS Hyd, 533 Hyd
o STL).
La sección horizontal no será empacada c3n grava, ya
que el alto costo de esta operación hace inviable
económicamente el proyecto en este campo. Sin
embargo, según la experiencia que tiene el autor en
esta área, y a la respuesta histórica de producción de
los pozos horizontales perforados en estc: campo, las
completaciones con forros ranurados utilizadas en
pozos horizontales para el control de arena, no se han
presentado problemas de arenamiento. Igilalmente los
pozos SAGD perforados en 1997, en dicho campo, no
presentaron problemas en dicho aspecto.
El forro ranurado será colgado a 70" de inclinación
con un colgador hidráulico de 5-112" x 7-518".
El cabezal del pozo debe ser de roscado termico, de 7-
5/8", con un colgador de doble orificio para tubería de
producción de 2-718" (J-55, 7.9 lbslpie, 533 Hydrill) y
2-318" (J-55, 7.7 lbslpie, 533 Hydrill:~, capaz de
manejar una máxima presión anticipada en superficie
de 500 lpc.
Para el perfecto control del proceso SAGD, la tubería
de producción de cada pozo inyector y productor,
deber5 ser instrumentada con I; sensores
convencionales de temperatura (tc:rmocuplas),
ubicados en los extremos inicial, medio y final de la
sección horizontal. Así, mismo se colocara en la
tubería de producción de cacla pozo productor dos
sensores de presión (capilares), ubicados 11 inicio y al
final de la sección de horizontal. Adicionalmente, se
colocara en cada pozo productor un sersor de fibra
óptica, a lo largo de toda la longitud de la tubería de
producción, para obtener un perfil total de temperatiira
en toda la longitud de los pozos, en tiempo real.
En las figuras No 84 y 85, se presenta el diseño general de las
parejas de pozos horizontales SAGD.
2- 3/am
- 1-
VISTA SUPERIUR COLGADOR DE 7-5/a" x 2-7/8' x 2-3/8".
Figura No 84. Colgador Doble Tía Juana 'Tierra
POZO PRWlXTOR POZO IkiXCiOR P f i @ @ ~ C C i W ~ O R
REV. 103iiU4.5Ylpe
6 0 5 W e J - % @ W i
.3B',7.7 Its@e, J55 NE. CIRCULACION
TUE 2.7B',79 Lb+e, J.55, C! W. [S. HOR12OHIALI
FORRO RANURADO H I I Y O 6 1 R S 1 w 1 1.12', 15,5 LbsP'e,O.Old' , CS H Y O .
Figura No 85. Diseño General Pozos SAGD / 'ría Juana
6.6.2 CAMPO LAGUNILLAS LAGO
A continuación se presentan dos aspectos, que tuvieron que ser
considerados para el diseño de los pozos en la Macolla 4, y que
requirieron un estudio adicional, que garantizara la integridad del
proceso SAGD, en áreas costa afuera del Lago de Maracaibo:
1. AISLAMIENTO TERMICO DEL LECHO MARINO
Para el diseño de los pozos horizontales en la hlacolla 4, se
realizo un estudio donde se evaluaron las opciones de
aislamiento térmico del anular que existe entre 21 revestidor
intermedio de 7", y el de 9-5/8", dado que por
consideraciones ambientales, el mantener una inyección
continua de vapor por un largo periodo de tiempo, podría
tener repercusiones en el ecosistema marino. El análisis dio
como resultado el utilizar un fluido aislante, desarrollado por
INTEVEP cuyo nombre comercial es GEL - INT, el cual
posee excelentes propiedades para impedir la conducción
térmica. De este análisis se concluyo lo siguiente:
El lecho marino cuya longitud abarca aproximadamente 80
pies del anular existente entre el revestidor de 7" y el 9-5/8",
será aislado térmicamente por medio del uso de 1,9 Bls de
Gel-Int, los cuales serán colocados en dicho espacio anular,
posteriormente al precalentamiento de los pozos.
Las temperaturas esperadas en la superficie exterior del
revestidor conductor de 24"de los pozos de la I\4acolla 4, se
encuentran por el orden de 116°F (46,6"C) en contacto con el
aire a velocidades promedio de vientos de 2 rnlse;;. Por debajo
del Lago la temperatura superficial del revestidor se encuentra
por debajo de este valor. En los anexos se presentan los
soportes de este análisis.
2. DISENO MODIFICADO DEL CABEZAL DEL
POZO
EL diseño del cabezal del pozo, debe ser térmico modificado
con un diámetro de 8-5/8", con una unión soldada al
revestidor de 7", de forma de que permita la factibilidad de
elongación del revestidor y evite posibles daños a los cables
de los sensores de la tubería de producción. En los anexos se
presenta el análisis de este diseño. La presión anticipada en
supet-ficie será de 2000 lpc.
A continuación se describe el diseño general para un pozo horizontal
bajo el proceso SAGD para dicho campo, el cual aplica para cada
pozo productor e inyector.
Se bajara un revestidor intermedio de 7", 23 ll,s/pie, N-80;
dentro de un hoyo 8-1/2", el cual será asentado en el punto de
entrada dentro de la arena objetivo a 90" de inc'inación o en
el ángulo final de inclinación con que se termine la sección
de construcción. El revestidor será cementado con una
lechada térmica, hasta alcanzar un tope teórico dl: cemento de
80 pies. Una vez perforado, completado y precalentado los
pozos, se bombeara 1.9 Bls de fluido aislante Ccel-INT, para
cubrir los 80 pies, que corresponden al lecho narino en la
zona.
La sección horizontal del pozo será perforada con un
diámetro de hoyo de 6-1/8", para posteriormenti: ampliarlo a
7". El hoyo horizontal será completado con rejillas térmicas
preempacadas de 5-1/2", 15.5 Ibslpie, N-80, 0.09", conexión
lisa (533 Hydrill, CS Hyd o STL)
Dada la experiencia en el área de problemas de arenamiento
en los pozos de dicho campo, la sección horizontal será
empacada con grava sintética, especial para altas
temperaturas.
El colgador del cabezal del pozo será de doble orifico de 8-
5/8", para una sarta doble de producción de 2-71'8'' (J-55, 7.9
lbs/pie,) x 2" (J-55, 3.25 lbs /pie,). La junta de conexión para
ambas tuberías de producción debe ser lisa (531; Hydrill, CS
Hydrill o STL).
CAPITULO 6
En las figuras No 86 y 87, se presenta el diseño g'xeral de las
parejas de pozos horizontales SAGD ubicados en la Ivíacolla 4.
l
VISTA SUPERIOR COLGADOR DE 8-5/a" x 2-7/8' x 2"
Figura No 86. Colgador Doble Lagunilla!i Lago
REV. 9-5/8" 40 U@ic N-80 aisrn'
- P. @4102'
OLGADOR @70a. TUE. 2-718",79 Lbsipie, J-55, CS. Hyd.
CENSOR DE TEMP.
NOYO 6.1B" PMPLlADO @ "
5-12", 15,5 LbslPie,D.U", CS HYD. EMPACADO CON GRAVO SlNTETlCA
v. I ,.'U,
B. AISLANTE 19 Blr DE GEI
Figura No 87. Diseño General Pozos SAGD / Lag. Lago
CONCLUSIONES
1. Se establecieron los criterios generales para realizar un diseño optimo tanto de la
completación como de la perforación de pozos horizontales bajo el método de
producción no convencional de drenaje por gravedad asistido con vapor.
2. La metodología aplicada y las consideraciones técnicas utilizadas, según la información
disponible en los casos de estudio para cada uno de los campos, son ejerrplos claros a
seguir, si se desea aplicar esta tecnología de producción a otras áreas prosp1:ctivas.
3. Debido a las características generales de producción del método SAGD, es necesario
contar con un diseño que ofrezca suficiente área de flujo para manejar altos volúmenes
de flujo multifasico (agua, petróleo y gas), de forma que el diseño seleccionado del
pozo garantice la producción por flujo natural ó en su defecto por 11:vantamiento
artificial por gas.
4. Para el campo Tia Juana Tierra, la selección de un diseño para un par de pozos SAGD,
con tubería de producción de 3-112" (definido en este trabajo como diseño de diámetro
grlinde), es correcta, ya que garantiza la condición de producción por flujo natural
requiriendo presiones relativamente bajas de fondo fluyente, la cual es siiministrada a
través del pozo inyector. Sin embargo, dada las características de esta área de estudio en
particular, como una profundidad vertical de apenas 1200 pies (365 m) en promedio, lo
cual origina trayectorias con longitudes cortas en los pozos horizontale:; analizados,
permite que la producción del flujo multifasico sea manejado con una tubería de 2-718"
(definido en este trabajo como diseño pequeño) sin requerir altas presiories de fondo
fluyente que puedan poner en riesgo la presión de fractura de la formación estimada en
800 Ipc. Debido estas condiciones particulares, es completamente viable la selección de
un diseño diámetros pequeños para pozos SAGD en dicho campo.
5. Para el caso del campo Lagunillas Lago, a pesar de no existir experiencias en el mundo
de pozos costa afuera bajo tecnología SAGD, las características de los pozos ubicados
en la Macolla analizada, ofrecen restricciones que no son superables. El tiecho de que
los pozos tengan un revestidor superficial de 9-518" impide manejar la opción de
utilizar tubería de producción de 3-1/2", ya que por la escasa holgura intenia que ofrece
un diseño de pozo bajo estas características, no seria posible utilizar la sarta dual,
requerida para la fase de precalentamiento de los pozos. Esto obligó a seleccionar una
tubeiía de producción de 2-718".
6. La presión en el cabezal del pozo, para las áreas bajo estudio, puede oscilar entre 100 a
14.5 Ipc.
RECOMENDACIONES GENERALES
En base al análisis efectuado en las áreas bajo estudio del presente trabajo, se pueden
establecer las siguientes recomendaciones:
1. Para el diseño optimo de la perforación y completación de pozos hori:contales bajo
la tecnología SAGD, es necesario disponer de un modelo estáticc (geológico,
sedimentologico, petrofísico, geomecánico, yacimiento, etc) con alto grado de
certidumbre.
2. Los pozos SAGD, deben ser diseñados respetando una distancia mínima de 20
veces el radio de los hoyo , de forma de no afectar la integridad del pczo productor
cuando se esta perforando el inyector.
3. Se debe mantener una ventana de tolerancia tanto lateral como vert-cal de +/- 1
metro, entre el pozo productor e inyector, manteniendo 5 metros de separación entre
los pozos.
4. Las trayectorias deben ser diseñadas con una tasa de construcción iio mayor de
12°/100'.
5. La longitud de la sección horizontal no debe ser mayor de 500 metros. Esto además
de originar mayores caídas de presión dificulta el buen control de la cámara de
vapor.
6. Al diseñar y seleccionar la tubería de producción, se debe asegurar que el pozo
productor maneje la máxima presión esperada en el pozo bajo el proceso SAGD,
con una relación agua petróleo que oscile entre 1.8 a 2.5 Bls/Bls.
7. La presión de inyección debe ser aproximadamente 30 psi (0.2 Mpa), :nayor que la
presión de fondo fluyente requerida en el productor.
8. Es necesario, conocer la presión de fractura de formación, a fin de ajus:ar la presión
de fondo fluyente en el pozo productor, la cual es suministrada por el inyector.
9. Los pozos SAGD, deben ser completados con sartas dobles, ya que es necesario
para lograr la comunicación térmica de los pozos, durante la fase de
precalentamiento.
10. Siempre que se considere aplicar un proyecto de explotación de c u d o bajo la
tecnología SAGD, por primera vez en un campo, este debe ser maiiejado como
proyecto piloto.
11. Los proyectos de producción por el método SAGD, se deben llevar a cabo al menos,
con 2 parejas de pozos, espaciados a una distancia de 100 a 150 m.
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